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Die Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betrieb eines Verbundes mit einer Turbine eines Kraftwerkes und einer Batteriespeichereinrichtung. Ein solcher Verbund kann auch als Batterie-Speicherkraftwerk aufgefasst werden.
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In Kraftwerken, wie z.B. Dampfkraftwerken, Gaskraftwerken oder Gas- und Dampf-Kombikraftwerken, wird thermische Energie mittels Turbinen, wie z.B. Dampf- oder Gasturbinen, in mechanische Energie umgewandelt, um einen Generator zur Stromerzeugung anzutreiben.
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Der Anfahrprozess z.B. eines Dampfturbosatzes eines Dampfkraftwerkes erfordert ein thermisches Durchwärmen der Bauteile. Dazu werden sie auf einer bestimmten, niedrigen Anwärmdrehzahl, im elektrisch vom Netz netzgetrennten Zustand, gehalten. Dabei wird dem elektrisch vom Netz netzgetrennten Zustand (auch Netztrennung) ein Zustand verstanden, bei dem z.B. ein Synchronisierungsschalter, der eine elektrisch leitende Verbindung von dem Generator des Kraftwerkes mit dem Netz herstellt, geöffnet ist. Es erfolgt also keine Leistungsabgabe. Dieses Durchwärmen wird durch den durchströmenden Dampf erreicht, der benötigt wird, um die Dampfturbine auf Anwärmdrehzahl zu halten. Eine Beschleunigung (Hochfahren) mit einer nicht durchwärmten Dampfturbine führt zu Schäden.
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Der Vorgang der Durchwärmen nimmt sehr viel Zeit in Anspruch, da die durchströmende Dampfmenge zum Halten der Anwärmdrehzahl sehr gering ist. Der Niederdruckteil wird meist gar nicht durchwärmt, weil die Niederdruckventile infolge des geringen Dampfbedarfs noch geschlossen sind. Die Wartezeit bis die Dampfturbine ausreichend durchwärmt ist und weiter beschleunigt werden kann bis zu 8 Stunden in Anspruch nehmen.
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Überschüssiger Dampf wird über die Dampfumleitstation abgeführt und im Kondensator ungenutzt niedergeschlagen.
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Die Turbinen weisen eine eigene Steuer- und/oder Regeleinheit auf, die Funktionen wie Steuerung und/oder Regelung sowie ein Anfahren der Turbinen übernehmen und zusätzlich auf Schutzfunktionen bereitstellen.
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Batteriespeichereinrichtungen (BESS) weisen ein eigenes Batteriemanagementsystem (BMS) z.B. zur Überwachung, Regelung und zum Schutz von Akkumulatoren der Batteriespeichereinrichtung auf. Dabei kann das Batteriemanagementsystem Funktionen, wie z.B. Ladezustandserkennung, Tiefentladeschutz oder Überladeschutz bereitstellen.
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Jedoch findet im Betrieb kein Austausch von Daten statt, die repräsentativ für den aktuellen Betriebszustand der jeweiligen Komponente des Verbundes sind und es erlauben, auf Basis dieser Daten einen Energietransfer von dem Generator des Kraftwerks zu der Batteriespeichereinrichtung und/oder von der Batteriespeichereinrichtung ins Netz und/oder zu der Turbine und/oder in ein kraftwerkinternes Versorgungsnetz zu initiieren .
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Es besteht also Bedarf daran, Wege aufzuzeigen, wie hier Verbesserungen erreicht werden können.
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Die Aufgabe der Erfindung wird gelöst durch ein Verfahren zum Betrieb eines Verbundes mit einer Turbine eines Kraftwerkes und einer Batteriespeichereinrichtung, mit den Schritten:
- Einlesen von einem Turbinen-Datensatz repräsentativ für zumindest einen Betriebszustand der Turbine und von einem Batterie-Datensatz repräsentativ für zumindest einen Betriebszustand der Batteriespeichereinrichtung,
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Auswerten des Turbinen-Datensatzes und des Batterie-Datensatzes, um in Abhängigkeit von dem Betriebszustand der Turbine und in Abhängigkeit von dem Betriebszustand der Batteriespeichereinrichtung einen Turbinen-Steuerdatensatz zum Ansteuern der Turbine und einen Batterie-Steuerdatensatz zum Ansteuern der Batteriespeichereinrichtung zu bestimmen,
Übertragen des Turbinen-Steuerdatensatzes zu der Turbine und des Batterie-Steuerdatensatzes zu der Batteriespeichereinrichtung, und
Steuern der Turbine gemäß dem Turbinen-Steuerdatensatz und Steuern der Batteriespeichereinrichtung gemäß dem Batterie-Steuerdatensatz.
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Der Turbinen-Datensatz repräsentativ für zumindest einen Betriebszustand der Turbine kann Messwerte, wie z.B. die Drehzahl der Turbine, Zustandsgrößen, Stell- und/oder Regelgrö-ßen, der Turbine enthalten, während der Batterie-Datensatz repräsentativ für zumindest einen Betriebszustand der Batteriespeichereinrichtung ist und Messwerte, wie z.B. die Temperatur, und/oder den ladezustand, enthalten kann.
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Der Turbinen-Datensatz und der Batterie-Datensatz werden dann insbesondere dahingehend ausgewertet um festzustellen, ob ein vorbestimmter zeitkritischer Betriebszustand vorliegt. Dabei wird unter einem zeitkritischen Betriebszustand eine Abweichung von einem Normal-Betriebszustand verstanden, der insbesondere zumindest vorübergehend zu einer reduzierten Leistungsabgabe der Turbine führt. Zusätzlich oder alternativ kann auch vorgesehen sein, dass festgestellt wird, dass Maßnahmen erforderlich sind um einen vorbestimmten Normal-Betriebszustand aufrechtzuhalten.
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Mit dem Turbinen-Steuerdatensatz und dem Batterie-Steuerdatensatz wird dann z.B. ein Energietransfer von dem Generator des Kraftwerks zu der Batteriespeichereinrichtung und/oder von der Batteriespeichereinrichtung ins Netz und/oder zu der Turbine und/oder in ein kraftwerkinternes Versorgungsnetz initiiert. Mit der so aus der Batteriespeichereinrichtung bereitgestellten Energie kann z.B. eine Rückkehr der Turbine von dem zeitkritischen Betriebszustand in den Normal-Betriebszustand beschleunigt oder ein vorbestimmter Normal-Betriebszustand aufrechterhalten werden.
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Gemäß einer Ausführungsform belastet die Batteriespeichereinrichtung in einem Ladebetrieb die Turbine. Dadurch wird zum Halten der Anwärmdrehzahl mehr Dampfleistung benötigt, was wiederum zu einer Erhöhung des Dampfdurchsatzes führt. Dadurch wird die als Dampfturbine ausgebildete Turbine wesentlich schneller durchwärmt und die Energie elektrisch gespeichert, geht somit nicht über die Dampfumleitstation verloren.
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Ferner gibt es die Möglichkeit der Rekuperation der Auslaufenergie z.B. eines Dampfturbosatzes des Kraftwerks. Diese Auslaufenergie wird über den Generator in elektrische Energie umgewandelt und in der Batteriespeichereinrichtung zwischengespeichert. Der Wellenstrang wird somit abgebremst und steht einem erneuten Start schneller zur Verfügung.
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Gemäß einer weiteren Ausführungsform werden auf ein Erfassen eines Lastabwurfes der Turbine hin Akkumulatoren der Batteriespeichereinrichtung auf die Turbine als zusätzliche Last aufgeschaltet. Der Lastabwurf kann ein vollständiger Lastabwurf oder ein Teillastabwurf sein, der z.B. durch kraftwerksinterne Schaltvorgänge ausgelöst wird. So kann Überschüssige Energie in den Akkumulatoren zwischengespeichert werden. Ferner kann die Überdrehzahl, d.h. ein hoher Drehzahlanstieg nach einer plötzlichen Leistungsreduzierung, im Falle eines Lastabwurfs und die Belastung der Komponenten reduziert werden.
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Um die Turbine z.B. von einem zeitkritischen Betriebszustand in den Normal-Betriebszustand zu überführen oder einen vorbestimmten Normal-Betriebszustand aufrechtzuhalten stellt z.B. eine Steuereinrichtung verschiedene Funktionen bereit.
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Bei einer Speicherfunktion wird die Batteriespeichereinrichtung als Stromspeicher verwendet. Die gespeicherte elektrische Energie wird zu einem späteren Zeitpunkt wieder an das Netz abgegeben. Ein Leistungssollwert ist variabel und kann eingestellt werden. Die gespeicherte elektrische Energie kann von diversen Energiequellen bereitgestellt werden, wie z.B. von thermischen Kraftwerken, Windparks oder Solaranlagen.
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Mit einer Frequenzstabilisierungsfunktion wird die Netzfrequenz stabilisiert. Die Netzfrequenz ist ein Indikator für einen Leistungsüberschuss (hohe Netzfrequenz) oder einen Leistungsmangel (niedrige Netzfrequenz). Je größer die Frequenzabweichung ist, desto mehr elektrische Energie wird benötigt, um den Leistungsüberschuss oder -mangel auszugleichen. Die Reaktion auf diese Frequenzabweichungen ist in einem jeweiligen nationalen Netzkodex (Grid Code) vorbestimmt. Die Frequenzstabilisierungsfunktion auch bei einem Stillstand (kalter Betriebszustand) aktiviert werden.
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Eine Ladezustandsregelfunktion (State-of-Charge Control) hält den Ladezustand auf dem von der übergeordneten Steuerung empfangenen Sollwert. Dabei wird berücksichtigt, dass unterschiedliche Funktionen unterschiedliche Ladezustände erfordern.
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Eine Auto-Synchronisationsfunktion bewirkt eine automatische Synchronisierung mit dem Netz, z.B. mit einer angeschlossenen, stromführenden Sammelschiene.
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Eine Wirkleistungsregelungsfunktion hält die abgegebene Wirkleistung auf einem Sollwert, der von der übergeordneten Steuerung vorgegeben wird oder über ein HMI (Human-Maschine-Interface) eingegeben wurde.
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Eine Blindleistungsregelungsfunktion hält die abgegebene Blindleistung auf dem von der übergeordneten Steuerung vorgegebenen Sollwert wird oder auf einem über ein HMI (Human-Maschine- Interface) eingegebenen Sollwert. Eine Phasenverschiebung zur Blindleistungskompensation ist möglich.
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Eine Funktion zum Bereitstellen einer künstlichen Trägheit ist in der Lage, ähnlich wie ein rotierender Motor eine Trägheit zu erzeugen, um einen Beitrag zur Stabilisierung des Netzes bereitzustellen.
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Eine Funktion für einen manuellen Betrieb erlaubt es über ein HMI (Human-Maschine- Interface) manuell Werte für die angeforderte Wirk- und Blindleistung vorzugeben.
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Eine Standby-Funktion wird für Wartungsarbeiten und zum Stromsparen in Betriebspausen verwendet.
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Eine automatische Spannungsregelungsfunktion stellt für die Spannungsregelung des Netzes unter Berücksichtigung von Blindleistungsgrenzen bereit.
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Eine Leistungsfaktor-Regelungsfunktion hält den Leistungsfaktor in Übereinstimmung mit dem cos(p-Sollwert. Der Sollwert kann von einer Steuerung vorgegeben werden oder wird über ein HMI (Human-Maschine- Interface) eingegeben.
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Eine Nieder-/Hochspannungsüberbrückungsfunktion (Low/high Voltage Ride-Through - LVRT/HVRT) ist immer aktiv. Sie wird von einem jeweiligen nationalen Netzkodex (Grid Code) vorbestimmt .
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Auch eine Nieder-/Hochfrequenzüberbrückungsfunktion (Low/high Frequency Ride-Through - LVRT/HVRT) ist immer aktiv. Auch sie wird von einem jeweiligen nationalen Netzkodex (Grid Code) vorbestimmt.
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Eine Inselbetriebs-Funktion kann zusammen mit anderen Erzeugungseinheiten Lastabwürfe zur Versorgung von Netzinseln bewältigen. Es kann um einen Netzinselbetrieb handeln, bei dem ein Kraftwerk einen Teil des Netzes versorgt. Es kann sich auch um einen Kraftwerksinselbetrieb handeln, bei das Kraftwerk vom Netz getrennt wird, aber eine Eigenversorgung aufrechterhalten wird.
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Eine Funktion für einen isochronen Betrieb gewährleistet, dass Netzparameter, wie z.B. elektrische Spannung und Frequenz für Netzinseln, eingehalten werden.
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Eine Schwarzstartfunktion (black start) stellt sicher, dass ausreichend elektrische Energie bereitgestellt wird, wenn keine elektrische Energie zum Anfahren einer Turbine bereitgestellt werden kann. Auch notwendige Hilfsaggregate werden während der Startversuche mit Betriebsenergie versorgt. Nach erfolgten Start ist ein Aufladen der Batteriespeichereinrichtung vorgesehen.
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Eine Notstrom-/Hilfsstromeinspeisefunktion stellt bei einem Anschluss eine stromlose Mittelspannungs-Hilfsstromschiene elektrische Energie für Aktoren bereit, die z.B. zum sicheren Herunterfahren oder zur Überbrückung von kurzen Stromunterbrechungen usw. benötigt werden.
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Eine Sekundärleistungsreservefunktion stellt eine stabilisierende Netzdienstleistung bereit, die eine bestimmte Leistung für eine definierte Dauer für das Netz bereitstellt. Diese Reserveleistung kann auch zwischen der Turbine und der Batteriespeichereinrichtung geteilt werden.
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Eine Spitzenlastanhebungsfunktion liefert im Bedarfsfall zusätzliche elektrische Energie, z.B. im Fall von Volllast.
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Eine Leistungsreduzierfunktion erlaubt es die Leistung weiter zu reduzieren. So kann bei minimaler Last die Batteriespeichereinrichtung im Lademodus betrieben werden, um die Leistung weiter zu reduzieren. Sie wird zeitlich begrenzt, bis die Batteriespeichereinrichtung vollständig aufgeladen ist.
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Eine Schnellladefunktion erlaubt ein schnellen Laden/Entladen mit Unterstützung der Batteriespeichereinrichtung. Die Last wird zwischen Turbine und der Batteriespeichereinrichtung geteilt. Die Turbine folgt z.B. einem langsameren Gradienten.
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Eine Drehzahlreservefunktion ermöglicht es dem Kraftwerk, in einem möglichst effizienten Lastbereich zu arbeiten, während eine Reserveleistung von Batteriespeichereinrichtung bereitgestellt wird.
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Eine Notstromreservefunktion gewährleistet eine Aufrechterhaltung des Netzes.
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Eine Linearisierungsfunktion linearisiert z.B. störende Lastrampen durch Schalten von Großverbrauchern oder anderen Komponenten (z.B. Brennstoff-/Brennerwechsel, Dampfturbine) mit der Batteriespeichereinrichtung.
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Eine Rekuperationsfunktion bewirkt, dass die Batteriespeichereinrichtung durch die Auslaufenergie der Turbine aufgeladen wird. Dies bedeutet auch, dass die Batteriespeichereinrichtung als Bremse für die Turbine verwendet werden kann, was die thermische Belastung der Turbine und des angeschlossenen Abhitzekessels (kein schnelles Abkühlen, Heißstart) reduziert. So wird die Zeitdauer bis zur Anfahrbereitschaft reduziert.
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Durch eine Schnellaufwärmfunktion wird eine Aufwärmzeit verkürzt, die Turbinen benötigen, bevor sie hochgefahren werden können. Diese Aufwärmzeit bei der Aufwärmdrehzahl kann durch den Einsatz der Batteriespeichereinrichtung verkürzt werden.
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Eine Hilfsenergiefunktion optimiert eine Hilfsenergieversorgung, die bei Stillstand aus dem Netz bezogen werden muss.
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Eine Kfz-Ladestationfunktion stellt einen Batteriepuffer für Autoladestationen bereit. Die Batteriespeichereinrichtung vor Ort kann genutzt werden, um in der Nähe Autoladestationen einzurichten.
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Eine Sollfrequenz-Sollwertfunktion ermöglicht eine Einstellung des Parameters Soll-Frequenz, um die Netzfrequenz und die davon abhängigen/synchronisierten Geräte und Uhren synchron zu halten.
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So kann auf Basis der ausgewerteten Daten ein Energietransfer von dem Generator zu der Batteriespeichereinrichtung und/oder von der Batteriespeichereinrichtung ins Netz und/oder zu der Turbine und/oder in ein kraftwerkinternes Versorgungsnetz initiiert werden.
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Ferner gehören zur Erfindung ein System mit einer Turbine eines Kraftwerkes und einer Batterie-Speichereinrichtung sowie einer Steuereinrichtung, eine Turbinenbaugruppe mit einer Turbine für ein derartiges System, ein Kraftwerk mit einer derartigen Turbine, eine Batteriespeichereinrichtung für ein derartiges System, eine Steuereinrichtung für ein derartiges System, ein Computerprogrammprodukt für eine derartige Turbinenbaugruppe mit einer Turbine, ein Computerprogrammprodukt für eine derartigen Batteriespeichereinrichtung und ein Computerprogrammprodukt für eine derartige Steuereinrichtung.
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Es wird nun die Erfindung anhand einer Zeichnung erläutert. Es zeigen:
- 1 in schematischer Darstellung Komponenten eines Verbundes mit einer Turbine eines Kraftwerkes und einer Batteriespeichereinrichtung.
- 2 in schematischer Darstellung weitere Details des in 1 gezeigten Verbundes.
- 3 in schematischer Darstellung weitere Details des in 1 gezeigten Verbundes.
- 4 in schematischer Darstellung ein Leistungsdiagramm.
- 5 in schematischer Darstellung ein Drehzahldiagramm.
- 6 in schematischer Darstellung einen Verfahrensablauf zum Betrieb der insbesondere in 1 gezeigten Komponenten.
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Es wird zunächst auf 1 Bezug genommen.
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Ein System 2 umfasst eine Turbine-Baugruppe 6 eines Kraftwerkes 4 und eine Batteriespeichereinrichtung 8 sowie eine Steuereinrichtung 10. Dabei können die Turbinen-baugruppe 6, die Batteriespeichereinrichtung 8 und die Steuereinrichtung 10 und deren Unterkomponenten für ihre jeweiligen, nachfolgend beschriebenen Aufgaben und/oder Funktionen jeweils Hard- und/oder Software-Komponenten aufweisen.
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Das Kraftwerk 4 kann z.B. ein Dampfkraftwerk, ein Gaskraftwerk oder auch Gas- und Dampf-Kombikraftwerk sein, die Turbinen-Baugruppe 6 weist eine Turbine 12 auf, die als Gas- oder Dampfturbine ausgebildet sein und einen Generator des Kraftwerks 4 zur Stromerzeugung antreiben kann. Der Turbine 12 ist eine Steuer- und/oder Regeleinheit 14 zugeordnet, die Funktionen wie Steuerung und/oder Regelung sowie ein Anfahren der Turbine 12 übernimmt und zusätzlich Schutzfunktionen bereitstellt.
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Die Batteriespeichereinrichtung 8 weist neben einer Mehrzahl von Akkumulatoren 18 zur Speicherung von elektrischer Energie ein zugeordnetes Batteriemanagementsystem 20 auf, z.B. zur Überwachung, Regelung und zum Schutz von den Akkumulatoren 18 der Batteriespeichereinrichtung 8. Dabei kann das Batteriemanagementsystem 20 Funktionen, wie z.B. Ladezustandserkennung, Tiefentladeschutz oder Überladeschutz bereitstellen.
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Die Steuereinrichtung 10 weist eine Auswerteeinheit 24 sowie zwei Schnittstellen 26, 28 auf.
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Die Steuereinrichtung 10 ist dazu ausgebildet einen Turbinen-Datensatz TD repräsentativ für zumindest einen Betriebszustand der Turbine 12 über die Schnittstelle 26 der Steuereinrichtung 10 und eine Schnittstelle 16 der Turbinenbaugruppe 6 und einen Batterie-Datensatz BD repräsentativ für zumindest einen Betriebszustand der Batteriespeichereinrichtung 8 über die Schnittstelle 28 der Steuereinrichtung 10 und eine Schnittstelle 22 der Batteriespeichereinrichtung 8 einzulesen.
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Der Turbinen-Datensatz TD kann Messwerte MW, wie z.B. die Drehzahl der Turbine, Zustandsgrößen, Stell- und/oder Regelgrößen der Turbine 12 enthalten und von der Steuer- und/oder Regeleinheit 14 der Turbinen-Baugruppe 6 bereitgestellt werden.
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Der Batterie-Datensatz BD kann Messwerte MW, wie z.B. die Temperatur und/oder den Ladezustand der Akkumulatoren 18 der Batteriespeichereinrichtung 8 enthalten und von Batteriemanagementsystem 20 der Batteriespeichereinrichtung 8 bereitgestellt werden.
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Die eine Auswerteinheit 24 der Steuereinrichtung 10 ist dazu ausgebildet, den Turbinen-Datensatz TD und den Batterie-Datensatz BD auszuwerten, um in Abhängigkeit von dem Betriebszustand der Turbine 12 und in Abhängigkeit von dem Betriebszustand der Batteriespeichereinrichtung 8, insbesondere dem Ladezustand der Akkumulatoren 18, einen Turbinen-Steuerdatensatz TS zum Ansteuern der Turbine 12 und einen Batterie-Steuerdatensatz BS zum Ansteuern der Batteriespeichereinrichtung 8 zu bestimmen.
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Die Steuer- und/oder Regeleinheit 14 ist dazu ausgebildet auf der Grundlage des Turbinen-Steuerdatensatzes TS Steuersignale SS zum Ansteuern der Turbine 12 zu bestimmen, während das Batteriemanagementsystem 20 dazu ausgebildet ist auf der Grundlage des Batterie-Steuerdatensatzes BS Steuersignale SS zum Ansteuern u.a. der Akkumulatoren 18 zu bestimmen.
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Hierzu kann ein Vergleich mit hinterlegten Parameterdatensätzen erfolgen. Wenn der Vergleich ergibt, dass z.B. ein vorbestimmter zeitkritischer Betriebszustand vorliegt oder Maßnahmen erforderlich sind um einen vorbestimmten Normal-Betriebszustand aufrechtzuhalten überträgt die Steuereinrichtung 10 den Turbinen-Steuerdatensatz TS zu der Steuer- und/oder Regeleinheit 14 der Turbine 6 und den Batterie-Steuerdatensatz BS zu dem Batteriemanagementsystem der Batteriespeichereinrichtung 8.
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Die Turbine 12 wird dann gemäß dem Turbinen-Steuerdatensatz TS von der Steuer- und/oder Regeleinheit 14 gesteuert und die Batteriespeichereinrichtung 8 gemäß dem Batterie-Steuerdatensatz BS von dem Batteriemanagementsystem 20 der Batteriespeichereinrichtung 8 gesteuert.
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Im vorliegenden Ausführungsbeispiel ist vorgesehen, dass die Batteriespeichereinrichtung 10 im Ladebetrieb einen Generator belastet und somit die Turbine 12. Dadurch wird zum Halten der Anwärmdrehzahl mehr Dampfleistung benötigt, was wiederum zu einer Erhöhung des Dampfdurchsatzes führt. Dadurch wird die Turbine 12 wesentlich schneller durchwärmt und die Energie elektrisch gespeichert. Dampfgeht somit nicht über die Dampfumleitstation verloren.
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Ferner gibt es die Möglichkeit der Rekuperation der Auslaufenergie z.B. eines Dampfturbosatzes. Diese Auslaufenergie wird über den Generator in elektrische Energie um-gewandelt und in der Batteriespeichereinrichtung 10 zwischen-gespeichert. Der Wellenstrang wird somit abgebremst und steht einem erneuten Start schneller zur Verfügung.
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Des Weiteren können die Akkumulatoren 18 der Batteriespeichereinrichtung 8 bei einem Lastabwurf der Turbine 12 als zusätzliche Last aufgeschaltet werden. Überschüssige Energie kann dann in den Akkumulatoren 18 zwischengespeichert werden. So kann die Überdrehzahl im Falle eines Lastabwurfs und die Belastung der Komponenten reduziert werden.
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Im vorliegenden Ausführungsbeispiel stellt die Steuereinrichtung 10 Turbinen-Steuerdatensätze TS und Batterie-Steuerdatensätze BS für weitere, verschiedene Funktionen bereit.
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Bei einer Speicherfunktion wird die Batteriespeichereinrichtung 8 als Stromspeicher verwendet. Die gespeicherte elektrische Energie wird zu einem späteren Zeitpunkt wieder an das Netz abgegeben. Ein Leistungssollwert ist variabel und kann eingestellt werden. Die gespeicherte elektrische Energie kann von diversen Energiequellen bereitgestellt werden, wie z.B. von thermischen Kraftwerken, Windparks oder Solaranlagen.
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Mit einer Frequenzstabilisierungsfunktion wird die Netzfrequenz stabilisiert. Die Netzfrequenz ist ein Indikator für einen Leistungsüberschuss (hohe Netzfrequenz) oder einen Leistungsmangel (niedrige Netzfrequenz). Je größer die Frequenzabweichung ist, desto mehr elektrische Energie wird benötigt, um den Leistungsüberschuss oder -mangel auszugleichen. Die Reaktion auf diese Frequenzabweichungen ist in einem jeweiligen nationalen Netzkodex (Grid-Codes) vorbestimmt. Die Frequenzstabilisierungsfunktion kann auch bei einem Still-stand (kalter Betriebszustand) aktiviert werden.
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Eine Ladezustandsregelfunktion (State-of-Charge Control) hält den Ladezustand auf dem von der übergeordneten Steuerung empfangenen Sollwert. Dabei wird berücksichtigt, dass unterschiedliche Funktionen unterschiedliche Ladezustände erfordern.
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Eine Auto-Synchronisationsfunktion bewirkt eine automatische Synchronisierung mit dem Netz z.B. mit einer angeschlossenen, stromführenden Sammelschiene.
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Eine Wirkleistungsregelungsfunktion hält die abgegebene Wirkleistung auf einem Sollwert, der von der übergeordneten Steuerung vorgegeben wird oder über ein HMI (Human-Maschine-Interface) der Batteriespeichereinrichtung 8 eingegeben wurde.
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Eine Blindleistungsregelungsfunktion hält die abgegebene Blindleistung auf dem von der übergeordneten Steuerung vorgegebenen Sollwert wird oder auf einem über ein HMI (Human-Maschine-Interface) eingegebenen Sollwert. Eine Phasenverschiebung zur Blindleistungskompensation ist möglich.
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Eine Funktion zum Bereitstellen einer künstlichen Trägheit ist in der Lage, ähnlich wie ein rotierender Motor eine Trägheit zu erzeugen, um einen Beitrag zur Stabilisierung des Netzes bereitzustellen.
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Eine Funktion für einen manuellen Betrieb erlaubt es über ein HMI (Human-Maschine-Interface) manuell Werte für die angeforderte Wirk- und Blindleistung vorzugeben.
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Eine Standby-Funktion wird für Wartungsarbeiten und zum Stromsparen in Betriebspausen verwendet.
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Eine automatische Spannungsregelungsfunktion stellt für die Spannungsregelung des Netzes unter Berücksichtigung von Blindleistungsgrenzen bereit.
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Eine Leistungsfaktor-Regelungsfunktion hält den Leistungsfaktor in Übereinstimmung mit dem cosφ-Sollwert. Der Sollwert kann von einer Steuerung vorgegebenen Sollwert werden oder wird über ein HMI (Human-Maschine-Interface) eingegeben.
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Eine Nieder-/Hochspannungsüberbrückungsfunktion (Low/high Voltage Ride-Through - LVRT/HVRT) ist immer aktiv. Sie wird von einem jeweiligen nationalen Netzkodex (Grid Code) vorbestimmt .
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Auch eine Nieder-/Hochfrequenzüberbrückungsfunktion (Low/high Frequency Ride-Through - LVRT/HVRT) ist immer aktiv. Auch sie wird von einem jeweiligen nationalen Netzkodex (Grid-Code) vorbestimmt.
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Eine Inselbetriebs-Funktion kann zusammen mit anderen Erzeugungseinheiten Lastabwürfe zur Versorgung von Netzinseln bewältigen.
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Eine Funktion für einen isochronen Betrieb gewährleistet, dass Netzparameter, wie z.B. elektrische Spannung und Frequenz für Netzinseln, eingehalten werden.
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Eine Schwarzstartfunktion (black start) stellt sicher, dass ausreichend elektrische Energie bereitgestellt wird, wenn keine elektrische Energie zum Anfahren einer Turbine 6 bereitgestellt werden kann. Auch notwendige Hilfsaggregate werden während der Startversuche mit Betriebsenergie versorgt. Nach erfolgten Start ist ein Aufladen der Batteriespeichereinrichtung vorgesehen.
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Eine Notstrom-/Hilfsstromeinspeisefunktion stellt bei einem Anschluss eine stromlose Mittelspannungs-Hilfsstromschiene elektrische Energie für Aktoren bereit, die z.B. zum sicheren Herunterfahren oder zur Überbrückung von kurzen Stromunterbrechungen usw. benötigt werden.
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Eine Sekundärleistungsreservefunktion stellt eine stabilisierende Netzdienstleistung bereit, die eine bestimmte Leistung für eine definierte Dauer für das Netz bereitstellt. Diese Reserveleistung kann auch zwischen der Turbine 6 und der Batteriespeichereinrichtung 8 geteilt werden.
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Eine Spitzenlastanhebungsfunktion liefert im Bedarfsfall zusätzliche elektrische Energie, z.B. im Fall von Volllast.
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Eine Leistungsreduzierfunktion erlaubt es die Leistung weiter zu reduzieren. So kann bei minimaler Last die Batteriespeichereinrichtung 8 im Lademodus betrieben werden, um die Leistung weiter zu reduzieren. Sie wird zeitlich begrenzt, bis die Batteriespeichereinrichtung 8 vollständig aufgeladen ist.
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Eine Schnellladefunktion erlaubt ein schnellen Laden/Entladen mit Unterstützung der Batteriespeichereinrichtung 8. Die Last wird zwischen der Turbine 12 und der Batteriespeichereinrichtung 8 geteilt. Die Turbine 12 folgt einem langsameren Gradienten.
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Eine Drehzahlreservefunktion ermöglicht es dem Kraftwerk 4, in einem möglichst effizienten Lastbereich zu arbeiten, während eine Reserveleistung von der Batteriespeichereinrichtung 8 bereitgestellt wird.
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Eine Notstromreservefunktion gewährleistet eine Aufrechterhaltung des Netzes.
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Eine Linearisierungsfunktion linearisiert z.B. störende Lastrampen durch Schalten von Großverbrauchern oder anderen Komponenten (z.B. Brennstoff-/Brennerwechsel, Dampfturbine) mit der Batteriespeichereinrichtung 8.
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Eine Rekuperationfunktion bewirkt, dass die Batteriespeichereinrichtung 8 durch die Auslaufenergie der Turbine 12 aufgeladen wird. Dies bedeutet auch, dass die Batteriespeichereinrichtung 8 als Bremse für die Turbine 12 verwendet werden kann, was die thermische Belastung der Turbine 12 und des angeschlossenen Abhitzekessels (kein schnelles Abkühlen, Heißstart) reduziert. So wird die Zeitdauer bis zur Anfahrbereitschaft reduziert.
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Durch eine Schnellaufwärmfunktion wird eine Aufwärmzeit verkürzt, die die Turbine 12 benötigt, bevor sie hochgefahren werden kann. Diese Aufwärmzeit bei der Aufwärmdrehzahl kann durch den Einsatz der Batteriespeichereinrichtung 8 verkürzt werden.
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Eine Hilfsenergiefunktion optimiert eine Hilfsenergieversorgung, die bei Stillstand aus dem Netz bezogen werden muss.
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Eine Kfz-Ladestationfunktion stellt einen Batteriepuffer für Autoladestationen bereit. Die Batteriespeichereinrichtung 8 vor Ort kann genutzt werden, um in der Nähe Autoladestationen einzurichten.
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Eine Sollfrequenz-Sollwertfunktion ermöglicht eine Einstellung des Parameters Soll-Frequenz, um die Netzfrequenz und die davon abhängigen/synchronisierten Geräte und Uhren synchron zu halten.
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Es wird nun zusätzlich auf 2 Bezug genommen.
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Das Kraftwerk 4 weist einen Generator 40 auf, der im vorliegenden Ausführungsbeispiel über einen Generator-Trennschalter 36, einen Trafo 38 und einen weiteren Trennschalter 30 mit einem Netz 42 elektrisch leitend verbunden ist.
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Ferner ist im vorliegenden Ausführungsbeispiel mit dem Generator 40 ein weiterer Trafo 38 elektrisch leitend verbunden, der ein Versorgungsnetz 44, wie ein kraftwerksinternes Versorgungsnetz, speist.
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Des Weiteren sind im vorliegenden Ausführungsbeispiel mit dem Generator 40 über einen Batterieschalter 46 die Akkumulatoren 18 elektrisch leitend verbunden.
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Somit kann elektrische Energie von dem Generator 40 in den Akkumulatoren 18 gespeichert werden und bei Bedarf dem Netz 42 und/oder dem Generator 40 und/oder dem Versorgungsnetz 44 zugeführt werden.
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Es wird nun zusätzlich auf 3 Bezug genommen.
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Dargestellt sind verschiedene Einbauorte der Steuereinrichtung 10.
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Die Steuereinrichtung 10 mit einem zugeordneten Trennschalter 30 kann an eine Mittelspannung- oder Hilfsspanungsschiene 32 mit einem Trafo 38 und einem weiteren Trennschalter 30 dazwischen angeschlossen werden.
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Ferner kann die Steuereinrichtung 10 mit einem zugeordneten Trennschalter 30 hinter einem Generator-Trennschalter 36 eines Generators 40 und vor einem Trafo 38 und einem Trennschalter 30 dazwischen angeschlossen werden, der mit einer Hochspannungsseite 34 elektrisch leitend verbunden ist.
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Des Weiteren kann die Steuereinrichtung 10 mit der Hochspannungsseite 34 elektrisch leitend verbunden werden, wobei zwischen der Steuereinrichtung 10 und der Hochspannungsseite 34 ein Trafo 38 und ein Trennschalter 30 angeordnet sind.
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Schließlich kann die Steuereinrichtung 10 mit einem zugeordneten Trennschalter 30 hinter einem Generator-Trennschalter 36 und vor einem Trafo 38 und einem Trennschalter 30 dazwischen angeschlossen werden, der mit der Hochspannungsseite 34 elektrisch leitend verbunden ist.
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Es wird zusätzlich auf 4 Bezug genommen.
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Die 4 ist ein Leistungsdiagramm, zeigend einen Leistungsverlauf I einer Turbine alleine und einen Leistungsverlauf II des Systems 2.
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Der Betrieb beginnt in einer ersten Phase P1 mit einem Schwarzstart gemäß der Schwarzstartfunktion.
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Zu erkennen ist, dass ein Schwarzstart deutlich schneller durchgeführt werden kann und die Turbine 12 deutlich schneller ihre Maximalleistung erreicht.
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Es folgt eine zweite Phase P2. Hier wird durch die Schnellaufwärmfunktion eine Aufwärmzeit verkürzt, die die Turbine 12 benötigt, bevor sie hochgefahren werden kann. Diese Aufwärmzeit bei der Aufwärmdrehzahl kann durch den Einsatz der Batteriespeichereinrichtung 10 ebenfalls verkürzt werden.
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Es folgt eine dritte Phase P3 mit der Frequenzstabilisierungsfunktion, durch die die Netzfrequenz stabilisiert wird.
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Es folgt eine vierte Phase P4 mit der Sekundärleistungsreservefunktion, durch die ebenfalls die Netzfrequenz stabilisiert wird.
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Es folgt eine fünfte Phase P5 mit der Linearisierungsfunktion, die eine schnellere Rückkehr zur maximalen Last ML erlaubt.
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Es folgt eine sechste Phase P6 mit der Spitzenlastanhebungsfunktion, die im Bedarfsfall zusätzliche elektrische Energie bereitstellt.
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Es folgt eine siebte Phase P7 mit der Leistungsreduzierfunktion. Mit einer minimalen Last kann die Batteriespeichereinrichtung 10 im Lademodus betrieben werden, um die Leistung weiter zu reduzieren.
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Es folgt eine achte Phase P8 mit der Inselbetriebsfunktion.
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Es wird zusätzlich auf 5 Bezug genommen.
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Dargestellt ist ein Drehzahlverlauf D1 einer Turbine alleine und ein Drehzahlverlauf D2 des Systems 2 sowie eine Aktivitätskurve A der Steuereinrichtung.
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Während eines ersten Zeitabschnitts Z1 erfolgt durch die Schnellaufwärmfunktion eine Verkürzung der Anlaufzeit, sodass eine erste Warmlaufdrehzahl W1 schneller erreicht wird, was während eines zweiten Zeitabschnitts Z2 zu geringeren Emissionen führt.
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Während eines dritten Zeitabschnitts Z3 ist die Gesamteffizienz gesteigert, da ein erster kritischer Drehzahlbereich K1 schneller durchfahren werden kann und schneller eine zweite Warmlaufdrehzahl W2 schneller erreicht werden kann.
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Während eines vierten Zeitabschnitts Z4 wird ein zweiter kritischer Drehzahlbereich K2 schneller durchfahren und eine Soll-Drehzahl SD schneller erreicht.
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Während eines fünften Zeitabschnitts Z5 erfolgt beim Herunterfahren eine Rekuperation, so dass während eines sechsten Zeitabschnitts Z6 mit der zwischengespeicherten Energie ein Neustart schneller durchgeführt werden kann
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Während eines siebten Zeitabschnitts Z7 können kritische Betriebsbereiche schneller durchfahren werden.
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Während eines achten Zeitabschnitts Z8 steht zwischengespeicherte Energie bereit.
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Es wird nun zusätzlich auf 6 Bezug genommen.
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Dargestellt ist ein Verfahrensablauf zum Betrieb des in 1 gezeigten Systems 2.
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In einem ersten Schritt S1 liest in einem ersten Teilschritt die Steuereinrichtung 10 den Turbinen-Datensatz TD repräsentativ für einen Betriebszustand der Turbine 12 und in einem weiteren Teilschritt den Batterie-Datensatz BD repräsentativ für einen Betriebszustand der Batteriespeichereinrichtung 8 ein.
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In einem weiteren Schritt S2 wertet die Steuereinrichtung 10 den Turbinen-Datensatz TD und den Batterie-Datensatz BD aus, um in Abhängigkeit von dem Betriebszustand der Turbine 12 und in Abhängigkeit von dem Betriebszustand der Batteriespeichereinrichtung 8 den Turbinen-Steuerdatensatz TS zum Ansteuern der Turbine 12 und den Batterie-Steuerdatensatz BS zum Ansteuern der Batteriespeichereinrichtung 8 zu bestimmen.
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In einem weiteren Schritt S3 überträgt in einem ersten Teilschritt die Steuereinrichtung 10 den Turbinen-Steuerdatensatz TS zu der Turbine 12 und in einem weiteren Teilschritt den Batterie-Steuerdatensatz BS zu der Batteriespeichereinrichtung 8.
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In einem weiteren Schritt S4 steuert die Steuer- und Regeleinrichtung in einem ersten Teilschritt die Turbine 12 gemäß dem Turbinen-Steuerdatensatz TS an und das Batteriemanagementsystem 20 steuert in einem weiteren Teilschritt die Batteriespeichereinrichtung 8 gemäß dem Batterie-Steuerdatensatz BS an, um z.B. die Turbine 12 z.B. von einem zeitkritischen Betriebszustand gemäß einer der vorbestimmten Funktionen in den Normal-Betriebszustand zu überführen oder einen vorbestimmter Normal-Betriebszustand aufrechtzuhalten.
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Abweichend vom vorliegenden Ausführungsbeispiel kann die Reihenfolge der Schritte, insbesondere der jeweiligen Teilschritte, auch eine andere sein. Ferner können mehrere Schritte, insbesondere die jeweiligen Teilschritte, auch zeitgleich bzw. simultan ausgeführt werden.
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So kann auf Basis von der ausgewerteten Daten mit Energie, die von der Batteriespeichereinrichtung bereitgestellt wird, z.B. eine Rückkehr der Turbine 12 von dem zeitkritischen Betriebszustand in den Normal-Betriebszustand beschleunigt oder ein vorbestimmter Normal-Betriebszustand aufrechterhalten werden.
